Основные принципы функционирования рынка энергии

ГЛАВА 7. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ РЫНКА ЭНЕРГИИ

         Естественный монопольный характер энергетики определяется технологическим процессом. Рыночное реформирование энергетики России изменило финансово-экономическую ситуацию. В деятельности энергетики участвует государство по регулированию отношений с потребителями электрической и тепловой энергии.

         В настоящее время принята двухступенчатая структура государственного регулирования энергетикой (рис. 7.1):

· На общероссийском уровне формируется федеральный оптовый рынок электрической энергии (мощности)- ФОРЭМ;

· На уровне субъекта федерации  создаётся региональный потребительский  рынок электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности)

·

                                                                 

         Двухступенчатая структура рынка обеспечивает согласованность и единообразие  на всех этапах управления и активное участие в управлении субъектов Федерации на своей территории.

         Основанием создания условий функционирования рынка энергии в России являются:

Рекомендуемые материалы

· Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», №41-ФЗ от 14.04.95;

· Постановление Правительства РФ «О федеральном оптовом рынке электрической энергии (мощности), №793 от 12.07.96г.

         Основные цели федерального оптового рынка электрической энергии:

· Обеспечение надёжного и эффективного энергоснабжения потребителей электрической энергии во всех регионах РФ;

· Формирование оптимальных экономических отношений производителей, энергоснабжающих организаций и потребителей электрической энергии на основе государственного регулирования и конкуренции;

· Выравнивания уровня тарифов на электроэнергию, отпускаемую с Федерального оптового рынка энергии;

· Сохранение и развитие Единой энергетической системы России;

· Обеспечения принципа установления тарифов для потребителей  субъектов Федерального оптового рынка электроэнергии в зависимости от энергоёмкости выпускаемой ими продукции, влияния на совмещённый график электрической нагрузки и уровня работы по энергосбережению.

         Субъекты Федерального оптового рынка электроэнергии утверждается правительством РФ:

· РАО «ЕЭС России»;

· Центральное диспетчерское управление ЕЭС России (ЦДУ ЕЭС России);

· Концерн «Росэнергоатом»;

· Крупные тепловые, гидравлические и атомные электростанции;

· Акционерные общества энергетики и электрификации регионов;

· Отдельные крупные потребители электрической энергии.

         Технологической основой работы федерального оптового рынка электроэнергии являются системообразующие электрические сети РАО «ЕЭС России» и энергоснабжающих организаций.

         Организационной  и функциональной основой федерального оптового рынка электроэнергии является РАО «ЕЭС России». На ФОРЭМ возложены следующие функции:

· Координация деятельности всех субъектов рынка в вопросах производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии;

· Обеспечение надёжной работы и развития технической базы;

· Координация деятельности по обеспечению готовности электростанций и сетей к несению и передаче нагрузки с учётом необходимого резерва;

· Обеспечение минимизации топливной составляющей себестоимости производства электрической и тепловой энергии путём систематического пересмотра нормативных характеристик оборудования;

· Осуществление координации топливообеспечения производителей энергии;

· Обеспечение координации инвестиционной деятельности субъектов рынка и осуществление финансирования строительства важнейших объектов ЕЭС России;

· Осуществление экспорт-импорта электроэнергии;

·  Обеспечение оперативного ведения и оптимизации режимов работы всех субъектов рынка;

· Организация заключения договоров на оптовом рынке электроэнергии и осуществления контроля за их исполнением;

· Выполнение расчетов плановых балансов электрической энергии и мощности;

· Организация проведения и учёта платежей между субъектами рынка;

· Анализ работы, обеспечение достоверности и доступности информации о деятельности рынка.

         Оператором-диспетчером процесса производства, передачи и распределения электрической энергии на рынке является Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы России (ЦДУ  «ЕЭС России»), которое действует на основании договора с РАО «ЕЭС России».

         Поставка электроэнергии на рынок и получение её осуществляется на основании договоров субъектов рынка с РАО  «ЕЭС России».

         Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) осуществляет:

· государственное регулирование на федеральном оптовом рынке;

·  устанавливает  тарифы на поставку электроэнергии (мощности) на рынок и на её отпуск;

· размер абонентной платы за услуги, оказываемые РАО «ЕЭС России» по организации функционирования и развития ЕЭС;

· размер абонентной платы за услуги концерна «Росэнергоатом» по развитию и обеспечению безопасного функционирования атомных электростанций;

· формирует и утверждает баланс производства и поставок электроэнергии в рамках ЕЭС по субъектам рынка, который является основой для заключения договоров на рынке.

         Финансовые расчёты на федеральном оптовом рынке  электроэнергии осуществляется на основании заключённых договоров, исходя из устанавливаемых ФЭК тарифов на электроэнергию и размеров  абонентной платы за оказываемые услуги.

         Все субъекты ФОРЭМ обладают равными правами и имеют доступ к единой информационной инфраструктуре рынка.

         Развитие конкуренции на оптовом рынке электроэнергии на базе ЕЭС России осуществляется в направлениях:

· достижение оптимального управления балансами электрической мощности и электроэнергии по всему годовому графику, минимизации общих издержек в производственной сфере путём конкурентного отбора поставщиков электроэнергии;

· достижения оптимального баланса экономических интересов  производителей и потребителей электроэнергии;

· создание эффективной структуры управления рынком;

· обеспечение полной оплаты потребителями всей полученной электроэнергии и услуг по всему производственно-технологическому циклу.

         Расширение состава субъектов ФОРЭМ осуществляется за счёт:

· самостоятельных электростанций или других производителей  электроэнергии;

· электросетевых организаций, не входящих в состав региональных энергосистем;

· региональных операторов оптового рынка ;

· крупных потребителей электроэнергии.

         Развитие принципов управления оптовым рынком электроэнергии осуществляется с целью оптимизации недискриминационных экономических отношений между субъектами путём:

· правил работы ФОРЭМ, обеспечивающих равные возможности поставщиков электроэнергии на конкурентной основе и равные возможности покупателей;

· строгое соблюдение правил работы  ФОРЭМ всеми субъектами рынка;

· контроль за исполнением Правил работы оптового рынка наблюдательным Советом.

         Правила работы  ФОРЭМ основаны на договорном принципе функционирования. Получение максимального экономического эффекта  при работе ФОРЭМ достигается включением в конкурентный отбор всех производителей энергии.

         Связь между договорными отношениями субъёктов ФОРЭМ и технологическими критериями управления осуществляется через систему договорного и диспетчерского графиков режимов, разрабатываемых оператором ФОРЭМ. Исполняемый график является экономическими факторами договора.  

         Для гарантированного обеспечения потребителей электрической и тепловой энергией в регионах формируются региональные потребительские  рынки электрической и тепловой энергии. Основные принципы региональной энергетической политики:

· создание конкурентной среды производства и потребления энергии и энергоресурсов;

· сочетание интересов производителей, потребителей энергии и  региона;

· обеспечение права потребителей получать электрическую и тепловую энергию на договорных условиях между потребителем и энергоснабжающими организациями про ценам региональной энергетической  комиссии (РЭК) в пределах её компетенции;

· установление экономически обоснованных цен (тарифов) или их предельного уровня на энергию в порядке, установленном законодательством или нормативными актами;

· создание равных условий для производства, транспортировки и потребления электрической и тепловой энергии субъектами любых видов собственности;

· сохранения единства системы энергоснабжения региона;

· развитие производства электрической и тепловой энергии, альтернативных источников энергии на условиях конкуренции;

· осуществление государственного энергетического надзора  за энергетическими установками, производящими, передающими и потребляющими электрическую и тепловую энергию.

         Право равного доступа на региональный потребительский рынок электрической и тепловой энергии реализуется при соблюдении для всех субъектов технических требований и норм под контролем госэнергонадзора и в пределах действия лицензии  на производство, передачу и распределение энергии.

         Независимые производители энергии имеют право свободного доступа к электрическим и тепловым сетям любой энергоснабжающей организации. Предельная величина абонентной платы за услуги, представляемые энергоснабжающей организацией, устанавливается   РЭК на основании расчётов, представляемых владельцами сетей.

         Каждый потребитель энергии имеет право заключить договор поставки энергии  с любым поставщиком энергии при наличии  необходимых мощностей и достаточной пропускной способности  электрических и тепловых сетей.

         РЭК:

· осуществляет государственное регулирование на региональном потребительском рынке электрической и тепловой энергии,  устанавливает предельный уровень размера тарифов на поставку энергии, размера абонентной платы за пользование сетями и  услугами энергоснабжающей организацией для субъектов рынка;

· формирует и утверждает баланс производства и поставку электрической и тепловой энергии, являющейся основой для заключения договоров на региональном рынке энергии;

· анализирует работу регионального потребительского рынка электрической и тепловой  энергии и информирует субъектов рынка по результатам  анализа;

· координирует инвестиционную деятельность субъектов рынка в части производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии на стадии утверждения тарифов;

· обеспечивает достоверность и доступность информации о деятельности регионального потребительского рынка энергии для всех его субъектов.

Рис. 7.2 Субъекты федерального оптового рынка электроэнергии

8. Потери мощности  и электроэнергии в электрических сетях.

8.1 Общие сведения о потерях.

Современные энергосистемы в России характеризуются значительной

протяжённостью ЛЭП и большим числом трансформаций. Это увеличивает потери активной мощности ∆Р = 10 - 15 % суммарной мощности энергосистемы.

Если мощность энергосистемы составляет 2000МВт, то потери в её сетях составляют 200 - 300 МВт на их покрытие требуется 2-3 генератора  мощностью по 100 МВт.

         Если принять суммарные потери в энергосистеме за 100 %, то их усредненное распределение  составит:

 

         Увеличение установленной мощности электростанций для покрытия потерь повышает основные фонды энергосистем. Потери мощности и энергии приводят к дополнительному расходу энергоносителей (топлива, воды). Это увеличивает себестоимость электроэнергии и  снижает экономическую эффективность энергосистемы. Поэтому важно правильно рассчитывать потери в сети и принимать меры к их рациональному снижению.

         Потери происходят во всех звеньях электрической системы : генераторах, трансформаторах, ЛЭП и др.

         Потери активной мощности в активных сопротивлениях называют нагрузочными, в проводимостях  - потерями холостого хода. Нагрузочные потери приблизительно в 4 раза превышают потери холостого хода. Потери  активной мощности обеспечивают нагрев проводников, что обуславливает дополнительную мощность электростанций и дополнительный расход электроэнергии.

         Потери реактивной мощности увеличивают потери напряжения, уменьшается напряжение, что приводит к увеличению тока нагрузок и некоторое увеличение потерь активной мощности.

8.2 Потери мощности в линиях и трансформаторах

    Для простейшего элемента сети задано: активно-индуктивная нагрузка  S₂ = P₂ + j Q₂  в конце и напряжение U₁ в начале.

                                        Z = R + jX

         U₁                                                                                                                 U₂

P1 + jQ₁ =                   ∆P                        ∆Q

= P₂ + ∆ P + j(Q₂ + ∆Q)                                      P₂ + j Q₂

         Рис. 1 Потери мощности в ЛЭП

         Потери активной и реактивной мощности  соответственно на сопротивлениях R и X.         По закону Джоуля - Ленца потери на нагрев зависят от квадрата полного тока     I проводника:

                                      ∆P = 3 I² R          (1.1)

Ток I находится по данным начала или конца ЛЭП:

                   I = S₁/(√ 3 U₁) = S₂/(√3 U₂)              (1.2)

         Потери активной мощности

                               P₁² + Q₁²                     P₂² + Q₂²

                   ∆P =                        * R =                          * R . (1.3)                                                                             U₁²                        U₂²

         Формулу 1.3 использовать для непосредственного расчёта не возможно:

· P₁ и  Q₁ зависят от искомых потерь ∆P и ∆Q;

· Неизвестна величина напряжения U₂ в конце линии.

При эксплуатации и проектировании сетей 35 кВ и ниже потери мощности рассчитывают приближённо. В формулу 1.3 подставляют номинальные значения напряжения и мощности нагрузки.

           S²                          P² +  Q²                  P²                   Q²

∆P =          * R =                    * R =                     * R +            * R =

          U²н                       U²_H                  U²_H                           U²_H              

=  ∆P_A + ∆P_P                                                                 (1.4)

Формула 1.4 наглядно раскрывает физическую структуру потерь активной мощности: ∆P_A - потери активной мощности от передачи активной мощности,  ∆P_P - потери активной мощности от передачи реактивной мощности.

Соответственно потери реактивной мощности

                       S²                                   P² X            Q² X

∆Q = 3I² X=                         * X =                   +                  =  ∆Q_A +  ∆Q_P                                               U²_H                  U²_H            U²_H                                             (1.5)

где ∆Q_P - потери реактивной мощности в ЛЭП при передаче реактивной мощности; ∆Q_A  - потери реактивной мощности при передаче активной мощности

         Комплексное выражение мощности S = S e^jφ .  Для отстающего тока (активно-индуктивная цепь) алгебраическая форма комплекса полной мощности                S  = S cosφ + j S sinφ = P + jQ                                    (1.6)

         Полные потери мощности

         ∆S = ∆P + j∆Q = 3I² (R + jX) = 3I² Z = S²*Z /U²                (1.7)

         Нагрузочные потери мощности в обмотках трансформатора определяются по формулам (1.4) и (1.5) при известных значениях активного и индуктивного сопротивления обмоток трансформатора. Потери в трансформаторе можно определить по паспортным или справочным электрическим характеристикам  и значению фактической нагрузки.

Двухобмоточные трансформаторы.

В каталогах на двухобмоточные трансформаторы приведена номинальная мощность S_H  и номинальные потери в меди (потери КЗ) ∆Pн (∆P_КЗ ).

         Если нагрузка трансформатора равна мощности S (току I), то нагрузочные потери

         ∆P_M = ∆P_MH ( I / I_H )² = ∆P_MH ( S / S_H )²  = ∆P_MH * β² ,       ( 1.8 )

где   β - коэффициент загрузки трансформатора.

         С учётом потерь в стали (потери ХХ ) ΔPc суммарные потери активной мощности в двухобмоточном трансформаторе  при данной нагрузке

                   ΔP_T = ΔP_C + ΔP_МH* β² .                                    (1.9)

         Потери реактивной мощности

                   ΔQ_T = ΔQc + 3I²X_T,                                         (1.10)

                    I₀

где ΔQc =           * S_H - магнитные (реактивные) потери в стальном сердечнике,

                    100                                                                                               

 I₀ - ток холостого хода трансформатора, %.

         После преобразований потери реактивной мощности

                                S_H

                     ΔQ_T =             * ( I₀ + U_K β² ),                  ( 1.11 )

                               100

    где          U_K - напряжение короткого замыкания, %.

         Значения ΔP_H, ΔP_C, U_K, I₀ приводятся в паспортах или в справочниках.

         Трёхобмоточные трансформаторы.

Потери активной мощности в трёхобмоточных трансформаторах

         ΔРт = ΔРс + ΔРм н_1* β₁² + ΔРмн_{2 *} β₂² + ΔРмн₃ * β₃² ,          (1.12)

где индексы 1,2,3относятся к соответствующим обмоткам трансформатора.

         Паспортные и справочные номинальные потери  в обмотках для трёхобмоточных трансформаторов задаются в двух вариантах:

· Номинальные потери в обмотках задаются на каждую пару обмоток ΔРмн_1,2 , ΔРмн_1,3, ΔРмн_2,3.

· Потери на каждую обмотку

 ΔРмн₁ = 0,5(ΔРмн_1,2 + ΔРмн_1,3 - ΔРмн_2.3 );                     

 ΔРмн₂ = 0,5 (ΔРмн_1,2 + ΔРмн_2,3 - ΔРмн_1,3);                (1.13)                                       ΔРмн3 = 0,5 (ΔРмн_1,3 + ΔРмн_2,3 - ΔРмн_1,2).

· Номинальные потери в обмотках задаются на одну пару обмоток. Потери на каждую обмотку  для трансформатора с соотношением номинальных  мощностей обмоток 100:100:100

            ΔРмн₁  = ΔРмн₂ = ΔРмн₃ = 0,5 ΔРмн;                     (1.14)        при соотношении 100 : 100 : 67

         ΔРмн₁ = ΔРмн₂ = 0,5 ΔРмн;  ΔРмн₃ = 0,75 ΔРмн.    (1.15)

         В зависимости от способа задания номинальных нагрузочных потерь активной мощности в трёхобмоточном трансформаторе в формулу потерь активной мощности (1.12) подставляются значения номинальных потерь по формулам (1.14) или (1.15) .

         Потери реактивной мощности в трёх обмоточном трансформаторе

                     S_H

         ΔQ_T =           (I₀ + U_K1β₁² + U_K2β₂² + U_K3β₃² )               (1.16)

                     100

         Напряжения короткого замыкания U_K1, U_K2 , U_K3, относящееся  к каждой обмотке определяются через величины  U_K1,2, U_K1,3 , U_K2,3 по формулам , аналогичным (1.13).

Пример N 1 расчёта потерь мощности:

         Определить потери мощности в воздушной ЛЭП трёхфазного тока 35 кВ: длина 20 км, потребляемая мощность S₂ =  10 МВА, cosf₂ = 0,8 ( f = 36,87⁰) sinf₂ = 0,6, tgf₂ = 0,75. ЛЭП марки АС-95 с горизонтальным расположением и с расстоянием между проводами 2 м.  Ёмкость ЛЭП не учитывается.

Мощность потребителя:

S₂ = 10 МВА

Р₂ = S₂ cosf₂ = 10*0,8 = 8 МВт

Q₂ = S₂ sinf₂ = 10*0,6 = 6 МВАр

Активное сопротивление одного провода ЛЭП

         L                  20000

R =                    =                    =  6,6 Ом . 

         γ F                  32 * 95

Индуктивное сопротивление 1 км ЛЭП при Dcр =  1,26 D = 2,52 м и составляет Х_о = 0,385 Ом/км (справочный технический параметр трёхфазной ЛЭП). Индуктивное сопротивление ЛЭП Х = 0,385 * 20 = 7,7 Ом.

Потери активной мощности:

                            Р² * R      Q² * R              8² * 6,6           6²  * 6,6

ΔР = ΔР_а + ΔР_р=              +                 =                        =                        =

                            U²_н              U²_н                 35²                       35²

= 0,537 МВт;

         Потери реактивной мощности:

                            P² * X         Q² * X     8² * 7,7       6² * 7,7

ΔQ = ΔQ_A + ΔQ_P =               +                      =              +                =0,628Мвар                                                          U²_H          U²_H               35²                    35²                          

Потери полной мощности:

                                        

 ΔS =  ΔP² + ΔQ²  =     0,537² + 0,628²  = 0,826 МВА

Мощность в начале линии: P₁ = P₂ + ΔP = 8 + 0,537 = 8,537 МВт

                                      Q₁ = Q₂ + ΔQ = 6 + 0,628 = 6,628 Мвар.

                                      S₁ =   S₂ + ΔS = 10 + 0,826 = 10,826 MВА      

         Коэффициент реактивной мощности  tgf₁= Q₁/P₁ = 6,628/8,537 = 0,77>tgf₂ 0,75;коэффициент активной мощности cosf₁ = P₁/S₁ = 8,537/10,826 = 0,789<cosf_2;

угловой сдвиг f₁ = 37,91⁰> f₂ = 36,87⁰.

         КПД ЛЭП  η = (P₂/P₁) * 100 = (8/8,537) * 100 = 93,7%.

8.3 Потери электроэнергии в линиях

8.3.1. Обобщённые показатели. При неизменной нагрузке во времени потери электроэнергии получают умножением потерь мощности на время протекания нагрузки.

Потери мощности в стали трансформатора (потери ХХ) постоянны и потери электроэнергии за время t     ΔW_{CT =} ΔP_CT t.

         Нагрузка меняется в зависимости от времени суток, времени года, стадии технологического процесса производства. Для упорядоченной диаграммы I(t) (ординаты графика расположены в порядке их убывания) потери электроэнергии

                       8760               R         8760          8760

         ΔW= 3R∫I² dt=       ∫Р²dt + ∫Q²dt ,    (1.17)

         0       U²н     0      0      

где 8760 - число часов в году.

         Данную формулу используют редко. По упорядоченной диаграмме I(t)

{( график нагрузки по продолжительности рис.4 [1]} определяют обобщённые показатели:

· Максимальная расчётная нагрузка Iмакс (Pмакс, Qмакс) - нагрузка, усреднённая на некотором временном интервале графика в период его максимума (нпр. получасовой максимум нагрузки);

· Среднегодовая нагрузка Icр.г;

· Время использования максимума нагрузки Ти - условное время, в течении которого ЛЭП при максимальной нагрузке передала бы такое же количество энергии , как и при работе по действительному графику I(t) за год.

Для активной и реактивной нагрузок время использования максимума нагрузки:

         Tи.а = Wa год/Pмакс; Ти.p = Wр год/Qмакс                  (1.18)

         Для полной мощности(тока)

         Ти ≅ 0,5 (Ти.а + Ти.р)                                                        (1.19)

· Время максимальных потерь τ - это условное время, в течение которого ЛЭП при максимальной нагрузке  Iмакс выделяет такие же потери энергии как и при работе по действительному графику I(t)  за год. Отсюда

                   8760

I²макс * τ = ∫ I² dt                                                             (1.20)

                   0

     При переменной во времени нагрузке всегда τ<Tи<8760ч. При этом чем менее стабильна нагрузка тем меньше τ и Ти. При I = const имеем τ = Ти = 8760ч.

8.3.2.Упрощенные методы расчёта годовых потерь электроэнергии.

         При расчётах используются обобщённые показатели графика нагрузки: максимальная расчётная нагрузка Iмакс (Pмакс, Qмакс); среднегодовая нагрузка Icр.г; время использования максимума нагрузки Ти; время максимальных потерь τ.

8.3.2.1Метод максимальной нагрузки.

         Формула потерь электроэнергии

                         R

         ∆W =                    (P²макс τ_{а +} Q²макс τ_р)                          (1.21)

                  U²_H

где τ_а и τ_{р -} время максимальных потерь  для годовых графиков активной и реактивной нагрузок. Графики P и Q близки по форме и связь между ними  определяется коэффициентом реактивной мощности tgf = Q/P. Поэтому в расчётах принимают единое значение  τ. Потери электроэнергии

                        R 

         ∆W =                    S²макс * τ                                                 (1.22)

                  U²_H

     Для графиков типовой формы τ определяется по эмпирической формуле

     τ = (0,124 + Ти/10000)² * 8760                                  (1.23)

     Расчётное время Ти берут из справочников. Ти зависит от характера электрической нагрузки. Ориентировочно принято для промышленных предприятий различных отраслей  при работе в одну смену Ти = 1500 - 2500ч; в две смены - 3000 - 5000ч; в три смены - 4500 - 7000ч; при непрерывном призводстве - 8000ч; для бытовой нагрузки - 2500 - 3000ч.

      На ЭЖД в зависимости от годового электропотребления участком ∆Wа принимают следующие значения:

     Другой способ определения времени τ - по зависимости τ=ƒ(Ти, cosφ), установленный расчётным путём для ряда характерных графиков нагрузок при условии неизменности во времени U {рис.4.3, [1] }.

8.3.2.2 Метод среднегодовой нагрузки.

     Потери мощности по формуле (1.17) могут определены как

      R         

         ∆W =                    ( P²cр К²ф + Q²ср L²ф) * 8760     (1.24)        

                       U²_H

где Кф и Lф - коэффициенты формы графиков активной и реактивной нагрузок; Pcр, Qср - среднегодовые значения нагрузок.

     Если максимальная нагрузка Iмакс не более чем в два раза превышает минимальную Iмин {рис.4.2 [1], то Lф<Kф≤1,05 и с погрешностью не более 10% в сторону занижения годовые потери электроэнергии рассчитывают по формуле 1.24. 

     При Кф = Lф =1

                    R

         ∆W =                    S²ср г * 8760     (1.25)

                            U²_H

     Среднегодовую нагрузку Sср г определяют либо по планируемому электропотреблению непосредственно, либо приближённо как

                       Sср г ≌ 0,5(Sмакс + Sмин),

либо определяют из очевидного соотношения

                       Sср г * 8760 = Sмакс * Ти           

     При отсутствии годового графика нагрузки второй метод расчёта потерь электроэнергии точнее и проще. Это объясняется тем , что средние значения величин вычисляются с наибольшей точностью, чем максимальные.

     Второй метод расчёта рекомендуется  для определения потерь энергии в элементах  электрической сети.

Пример N 2 расчёта потерь энергии:

     Определить годовые потери энергии и КПД ЛЭП из примера N1, если по ЛЭП за год передано 40*10⁶ кВт.ч активной и 33*10⁶ кВАр.ч реактивной энергии. Известно Pмакс = 8 МВт,  Qмакс = 6 Мвар.

По формулам  (1.18) Tи.а = Wa год/Pмакс; Ти.p = Wр год/Qмакс находим время использования максимума нагрузки

Ти а = 40*10⁶/8*10³ = 5000час;

Ти р = 33*10⁶/6*10³ = 5500час.

        По формуле  (1.19) Ти ≅ 0,5 (Ти.а + Ти.р)

                   Ти ≌0,5(5000 + 5500) = 5250 ч.

     Время максимальных потерь определяется по формуле (1.23)

         τ = (0,124 + Ти/10000)² * 8760, час

         τ = (0,124 + 5250/10000)² * 8760 = 3690 час.

Аналогично τ определяется по кривым рис. 4.3 [1].

         Пои активном сопротивлении ЛЭП (пример 1) R=6,6 Oм годовые потери электроэнергии  по формуле (1.22)

     R                                  6,6

∆W =               S²макс * τ  =                    (8² + 6²) 3690 * 10³ = 1988080 кВт.ч

            U²_H                                                 35²                                                                                               

         Эта же задача  решается через среднегодовые нагрузки. При Ти > 5000ч значение Кф не превышает 1,1. Среднегодовая  полная мощность

                                                        10³

Sср г=   P²cр г + Q²ср г =                   40² + 33²       = 5,92 МВА.   

                                               8760

По формуле (1.24)

                R        

         ∆W =                    ( P²cр К²ф + Q²ср L²ф) * 8760 

                       U²_H

                   R                                          6,6

         ∆W =                 S² * К²ф * 8760 =                     =   5,92 * 1,1² * 8760 10³ =

                       U²_H                                        35²

         =    2001430 кВт.ч .

         Это близко по первому результату.

         КПД ЛЭП η = (1- ∆W/W) * 100 = ( 1 - 1988080/40*10⁶) * 100 = 95,03%.

         Процент потерь ∆∆Р = (∆W/W) * 100 = (1988080/40*10⁶) * 100 = 4,97%.

8.4 Потери электроэнергии в трансформаторах

         Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе при работе за год по формуле (1.9) ΔP_T = ΔP_C + ΔP_МH* β²

                                                        Sмакс     ²

         ∆Wтр = ΔP_C * 8760 + ΔP_МH                             * τ                (1.26)

                                                             Sн

         Если на подстанции установлено два одинаковых трансформатора  номинальной мощности Sн каждый и с суммарной максимальной нагрузкой Sмакс, то

                                                           Sмакс     ²

         ∆Wтр =2ΔP_C * 8760 + 2ΔP_МH                  * τ,  или    

                                                                   2Sн

                                                                       Sмакс    ²

         ∆Wтр =2ΔP_C * 8760 + 0,5ΔP_МH                  * τ,                          (1.26)

                                                                      Sн

         Потери ЭЭ в 3-х обмоточном трансформаторе  рассчитываются аналогично на основе формулы (1.12)

ΔРт = ΔРс + ΔРм н_1* β₁² + ΔРмн_{2 *} β₂² + ΔРмн₃ * β₃² ,        

При наличии на подстанции двух трансформаторов целесообразно определить граничную нагрузку Sгр<Sн подстанции, при которой экономически целесообразна работа одного трансформатора. При малой нагрузке потери в стали становятся доминирующими и для уменьшения общих потерь целесообразно отключить один трансформатор.

Граничная мощность Sгр или граничный коэффициент загрузки

βгр = Sгр/ Sн определяется из условия равенства потерь мощности для одного и двух трансформаторов

                                       Sгр       ²                                    Sгр            ²

           ΔP_C  + ΔP_МH                    =  2ΔP_C + 0,5ΔP_МH                            ,                                      

                                        Sн                                              Sн

                                                                                                                                                                   2 ΔP_C                                                                                              Отсюда β=Sгр/Sн =                                 = 0,6 ¸ 0,8

                                                   ΔP_МH

         Гарантированной границей работы одного трансформатора по критерию минимума потерь являются 60% мощности Sн трансформатора.

Пример N 3 определения потери ЭЭ в двух трансформаторах подстанции,  работающих круглый год.         

         Максимальная нагрузка подстанции Рмакс = 16 МВт, соsj = 0,9 ( j = 25,84⁰; sinj = 0,436, tgj = 0,484 ).Установлены два трансформатора 110/10 кВ типа ТДН мощностью 10 МВА каждый. Время использования максимума нагрузки Ти = 6000 ч.

         Полная максимальная нагрузка подстанции

                   Sмакс/ соsj = 16/0,9 = 17,8 МВА

     Время потерь по формуле (1.23)

τ = (0,124 + Ти/10000)² * 8760 = (0,124 +6000/10000)² * 8760 = 4570 ч.

     Номинальные потери в трансформаторе: нагрузочные (в меди)

ΔP_МH  = 60 кВт, холостого хода (стали) ΔРс = 15,5 кВт.

         Годовые потери по формуле (1.26)

                                                               Sмакс    ²

∆Wтр =2ΔP_C * 8760 + 0,5ΔP_МH                  *τ = 2* 15,5 *8760 +        

                                                        Sн          

                                                                                             

     + 0,5 * 60 ( 17,8/10)² * 4570 = 705950 кВт.ч.

Общее количество ЭЭ за год Wтр , переданное трансформаторами

Wтр = Рмакс *Ти = 16000 * 6000 = 96 * 10⁶ кВт.ч.

КПД трансформаторов h= (1 - ∆Wтр/ Wтр) * 100 =                (1 -705950/96 *    10⁶) * 100 = (1 - 0,0074) * 100 = 99,26 %.

Процент потерь ∆∆Р = ∆Wтр/ Wтр = 705950/96 * 10⁶) * 100 =        = 0,74%.

Литература:   

 1. Караев Р.И. и др. Электрические сети и энергосистемы, 1988г

8.5.  Дополнительные потери активной мощности и электроэнергии в элементах систем  электроснабжения промышленных предприятий, обусловленные  несинусоидальными токами

         В СЭ, содержащие нелинейные элементы (вентильные преобразователи, электродуговые печи, установки однофазной и трёхфазной электросварки, газоразрядные лампы, силовые трансформаторы и др.), возникают несинусоидальные токи и напряжения. Наличие ВГ ведёт к дополнительным потерям активной мощности  от несинусоидальных токов DРнс в элементах СЭ и приводит к нежелательным явлениям в питающей сети.

         Дополнительные потери активной мощности и ЭЭ определяются расчётным путём и должны учитываться в балансе ПП.

         Потери ЭЭ в любом элементе СЭ DЭ = DЭ₅₀ + DЭнс,

где DЭ₅₀ - потери на промышленной частоте 50 Гц;

 DЭнс - потери ЭЭ от несинусоидальных токов  в СЭ

                              n

DЭнс = 3Тр S     К²_фν * I²cν * Rν

                           ν_{= 3}

где Тр - число работы часов элемента СЭ за учётный период; К_фν - коэффициент формы графика для ν - ой гармоники; Rν - активное сопротивление элемента СЭ для тока  ВГ; n - порядок учитываемой гармоники.

Рекомендуем посмотреть лекцию "Болезни груди и живота".

         Коэффициент формы для каждой гармоники ν за период основной гармоники  Т₅₀  Кфν = π / (2 √ 2ν   )

         Для кривой переменного тока, имеющей прямоугольно-ступенчатую форму, содержание ВГ определяют по приближённой формуле Iν = I₁/ ν,

где I₁ - действующее значение 1-ой гармоники тока. Среднее значение ν-й гармоники Iсν = I₁/ ν * Кфν.

         Для шестифазной схемы выпрямления  (р =6) при учитываемой гармонике n = 25 Кф пр = 1,32, при n = 1,16. Под Кф пр понимают коэффициент, учитывающий форму суммарной кривой без учёта 1-й гармоники.

         В общем случае активные Rν и индуктивные Хν сопротивления и емкостные проводимости Вν элементов СЭ для тока ν-й гармоники вычисляют по формулам

         Rν = R₂ * К_R * K_Rν , Xν = X₂ * Kx * Kxν, Bν = B₂ * K_bν * ν